Piura tiene gas natural en su subsuelo, pero sus industrias y centrales eléctricas todavía enfrentan dificultades para aprovecharlo. Para Artur Mujamed, gerente comercial de Olympic Perú, la región podría convertirse en un segundo polo gasífero como Camisea, en Cusco, si se modifican las condiciones regulatorias y económicas que, según sostiene, frenan el crecimiento de la demanda. La propuesta apunta a ampliar el acceso al combustible para los hogares, atraer nuevas industrias y fortalecer la generación eléctrica local.

“El gas natural es un recurso del norte del Perú, está en el subsuelo del Perú y de Piura. Piura debería ser hoy ya un segundo polo gasífero, tal cual lo es Camisea en Cusco llevando el gas a Lima”, afirmó Mujamed.

El ejecutivo sostuvo que la región consume cerca de 60 millones de pies cúbicos de gas natural al día y que su potencial sería, por lo menos, tres veces mayor. También indicó que alrededor de 80.000 familias cuentan actualmente con este servicio en Piura y que la demanda podría triplicarse. Para Mujamed, el crecimiento dependerá de que existan condiciones que permitan ampliar el consumo residencial e industrial y generar una demanda suficiente para impulsar nuevas inversiones en energía.

“A comparación de otras regiones del Perú, tenemos la suerte de estar parados sobre el recurso y, como digo, ya con la infraestructura montada. Es decir, un cambio regulatorio que haga las tarifas más accesibles no solamente para la gente, sino también para la industria, que pueda generar esta demanda ancla que gatille la generación eléctrica eficiente dentro de la misma región”, señaló.

Sin embargo, el aprovechamiento de ese potencial enfrenta dificultades. Luis Chiok, gerente general de Enel Generación Piura, señaló que la región necesita ampliar las redes de ductos para recolectar el gas de los lotes del norte y transportarlo hacia los puntos de consumo. A ello se suma el costo del combustible, que limita la competitividad de las centrales térmicas frente a las que operan en otras zonas del país.

“Siempre decimos: hay gas. Sí, correcto, hay varios lotes que tienen y dan los recursos, pero falta un ducto para recolectar ese gas”, afirmó Chiok.

LEE TAMBIÉN: La electricidad que no llega: el norte tendrá que esperar hasta 2029 por nuevas líneas de transmisión

El representante de Enel también cuestionó las condiciones económicas para utilizar el combustible en la generación eléctrica. Como ejemplo, indicó que el precio de la molécula de gas de Camisea entregada a las centrales de Lima ronda los US$ 4 por millón de unidades térmicas británicas (MMBTU). En Piura, explicó, una tarifa industrial de US$ 3,5 por MMBTU, a la que se suma el costo de la molécula, eleva el precio total por encima de los US$ 6.

“Otro punto es tener un gas a un precio competitivo para que podamos nosotros como generadores aquí en el norte competir contra las tarifas y el precio de las centrales termoeléctricas que están en el centro”, precisó.

La falta de condiciones competitivas también afecta a la central térmica Malacas, ubicada en Talara, cuya capacidad instalada alcanza los 330 megavatios (MW). Disponer de esa capacidad no garantiza que la planta pueda producir electricidad de manera continua y competitiva: necesita suficiente gas natural y un precio que permita cubrir sus costos de operación.

César Butrón, presidente del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), coincidió en que la disponibilidad de gas a un precio adecuado es determinante para el funcionamiento de las centrales térmicas de Piura.

“Si tuviera gas suficiente al precio adecuado, no hubiera pasado lo que pasó”, sostuvo.

Butrón también señaló que las condiciones para financiar nuevas centrales eléctricas constituyen otro obstáculo. Según explicó, los proyectos requieren contratos de venta de energía de largo plazo que garanticen ingresos suficientes para pagar las inversiones. Cuando los compromisos de compra no cubren periodos adecuados, conseguir financiamiento se vuelve más difícil.

“Los proyectos nuevos requieren compromisos a largo plazo, requieren vender la energía por anticipado a largo plazo para asegurarle a los financistas que esos ingresos pagarán el servicio de deuda”, afirmó el presidente del COES.

El funcionario cuestionó, además, el alcance de los mecanismos de contratación previstos en la Ley 32249 y su reglamento, al considerar que las licitaciones de las empresas distribuidoras no garantizan compromisos suficientes de compra por parte de los clientes libres, entre ellos los grandes usuarios industriales, para respaldar nuevas inversiones.

Desde Olympic Perú, Mujamed también atribuyó parte de las dificultades a las condiciones regulatorias. A su juicio, la región necesita una acción coordinada del Ministerio de Energía y Minas, Osinergmin y los actores del sector para facilitar el crecimiento del mercado de gas natural.

“La responsabilidad no es específica de una sola entidad. Lo que necesitamos nosotros es orquestar un trabajo en conjunto tanto del Ministerio de Energía, de Osinergmin y de los actores en general de la energía en el norte del Perú. No es tema de una sola entidad, sino que podamos trabajar en conjunto de manera articulada”, indicó.

Mujamed sostuvo que, con las señales económicas y regulatorias adecuadas, el consumo de gas en Piura podría multiplicarse entre tres y cinco veces. También afirmó que un mayor acceso a este recurso permitiría reducir los costos energéticos de actividades productivas que necesitan un suministro confiable, como la agroindustria y la pesca, cuyos procesos dependen de la cadena de frío.

“En vez de que el gas sea un motor de generación de proyectos, estamos con una seriedad energética muy baja para Piura”, finalizó.